Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPeningkatan permintaan tenaga listrik yang terus meningkat menjadikan listrik adalah kebutuhan bagi manusia sehingga perlu diimbangi dengan ketersediaan daya yang cukup. Penyediaan kapasitas cadangan pada sistem bertujuan untuk memenuhi kebutuhan beban serta menjaga keandalan sistem dengan reserve margin. Untuk memenuhi kebutuhan beban dan menjaga keandalan sistem maka diperlukan adanya perencanaan pembangkit dan agar perencanaan yang diperoleh optimal, digunakan perhitungan sederhana untuk teknologi pembangkit dengan menggunakan optimasi statis pada wilayah Jawa-Bali. Pada pembahasan ini pembangkit termal direpresentasikan oleh pembangkit listrik tenaga uap PLTU , pembangkit listrik tenaga gas PLTG , dan pembangkit listrik tenaga gas-uap PLTGU . Diperoleh hasil bahwa jenis pembangkit yang optimum untuk memenuhi beban dasar ialah PLTU dengan kapasitas >50 , PLTGU paling optimum untuk beban menengah dengan kapasitas antara 12-50 , dan PLTG paling optimum dan ekonomis untuk beban puncak dengan kapasitas 0-12 . Kebutuhan pembangkit di Jawa-Bali berdasarkan hasil perhitungan dengan mengggunakan metode optimasi statis hingga akhir tahun 2016 sebesar 32,566 MW sedangkan kapasitas pembangkit yang eksisting yang mencapai 36,720 MW termasuk dengan reserve margin 30 yang berarti sistem di Jawa-Bali sudah sangat handal dalam memenuhi kebutuhan pembangkit. Hasil proyeksi kebutuhan pembangkit hingga tahun 2020 juga memperlihatkan hasil yang sama bahwa adanya kelebihan daya pembangkit eksisting daripada kebutuhan pembangkit dengan menggunakan optimasi statis dengan pembangkit eksisting pada tahun 2020 berdasarkan perhitungan mencapai 45,426 MW dan berdasarkan jumlah pembangkit eksisting dengan perencanaan PT.PLN Persero mencapai 51,462 MW, hal ini berdampak pada biaya investasi tinggi sehingga biaya untuk sistem pembangkitan yang harus dikeluarkan pun semakin besar.

---

ABSTRACTEscalation of electricity demand which cannot be avoided anymore has made electricity a primary need for human race. This climbing demand need to be balanced out with a sufficient power available on the system. The availability of extra generation capacity is required in order to maintaining the reliability of generation system for so called reserve margin. For ensuring the demand get enough power supplied, the generation planning system is needed and for it to provide the optimum option for system it require a calculation regarding each generation technologies with screening curve method. This calculation modelling the generation planning system in Jawa Bali region. On this study the main focus for the calculation is thermal generation which represented by three generation technologies Coal Fired Power Plant, Gas Turbine Power Plant, and Combined Cycle Power Plant . Therefore, from this study we can obtain that Coal Fired Power Plant is an optimum option for base load as well as economically for capacity between 50 . For intermediate load Combine Cycle Power Plant provide cheaper source of energy for capacity between 12 50 , and lastly for peak load Gas Turbine Power Plant provide the optimum option for capacity between 0 12 . The results for generation system planning based on screening curve method until the end of 2016 is 32,566 MW for generation capacity compared to the existing generation and system planning based on PT. PLN Persero which is 36,720 MW. The generation system planning until 2020 also shows a difference based on calculation which is 45,426 MW and the existing generation capacity reach 51,462 MW. This shows that Jawa Bali region has more generation existing meaning that the system is reliable. On the other hand, the reliability comes with higher investment costs making the costs needed for the system also increased. It is believed that to ensure reliability of the generating system there will be higher costs to pay. "

"Skripsi ini membahas tentang Kerja Sama Pemerintah dengan Badan Usaha di Indonesia dalam pembangunan PLTU Batang di propinsi Jawa Tengah. Penelitian ini adalah penelitian yuridis-normatif dengan tujuan untuk meneliti dan mengidentifikasi proses pembangunan PLTU Batang. Hasil penelitian menyarankan bahwa pemerintah perlu untuk melakukan survei terkait dengan hal pembebasan tanah untuk pembangunan proyek infrastruktur, dan juga survei akan kemungkinan menggunakan tenaga pembangkit tenaga listrik selain menggunakan batu bara untuk keselamatan lingkungan.

---

This thesis discusses on Government Cooperation with Business Entities in

Indonesia in the construction of the PLTU Batang in Central Java. This study is a

normative juridical research with the aim to investigate and identify the PLTU

Batang?s construction process. Results suggest that the government needs to

conduct a survey related to land acquisition for the construction of infrastructure

projects , and also surveying the possibilities of using energy power plants in

addition to use of coal for environmental safety."

"Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) terutama berbahan bakar batu bara merupakan kontributor penghasil emisi CO2 tertinggi diantara bahan bakar lainnya, hal ini berdampak pada terjadinya pemanasan global. Chlorella Vulgaris dapat digunakan sebagai pereduksi emisi gas buang PLTU terutama CO2 yang merupakan sumber karbon dalam fotosintesisnya sehingga mampu mereduksi tingginya emisi CO2 yang dihasilkan PLTU. Dengan menggunakan Photobioreactor bervolume 18L dalam sistem kultivasi semikontinu pada kondisi operasi 29°C tekanan 1 atm dan laju alir total 10ml/menit, dapat mereduksi CO2 hingga 90% dengan nilai CTR (Carbon Transfer Rate) rata-rata sebesar 50.25 g/L.jam dan qCO2 rata-rata 76.42g/g.sel.jam. Dengan kenaikan biomassa hingga 127.4% dari optical density (OD600) awal.

---

Coal-fired thermalv Power Plant is mainly coal-fired is the highest contributor of CO2 emitters among other fuels, it has an impact on global warming. Chlorella Vulgaris can be used as the reducing power plant emissions, especially CO2 which is a source of carbon in fotosintesis so as to reduce the high CO2 emissions generated power plant. By using the 18L volume Photobioreactor semikontinu cultivation system on the operating conditions of 29°C and a pressure of 1 atm 10ml/menit total flow rate, can reduce CO2 by 90% to the value of CTR (Carbon Transfer Rate) by an average of 50.25 g / L.jam and qCO2 76.42g/g.sel.jam average. With the increase in biomass of up to 127.4% of the initial optical density (OD600)."

"Batubara kualitas rendah merupakan bahan bakar fosil yang cadangannya cukup besar dan tersebar di seluruh dunia. Sekitar 60 % batubara Indonesia masuk dalam kategori ini.Dibandingkan bahan bakar fosil lain, batubara berdampak negatip terhadap lingkungan terutama dari segi buangan cerobongnya. Buangan cerobong PLTU batubara yang dapat mengganggu ekosistem dan kesehatan manusia antara lain SO2 (dioksida sulpur), abu, NOx (oksida nitrogen) dan CO2 (dioksida karbon).Dengan teknologi pencucian batubara aliran pusar bubur kental magnetit, kadar abu dan sulpur batubara lignit masing - masing berkurang 51,21% dan 24,14% serta nilal kalor meningkat 25,54 %. Biaya pembangkitan listrik PLTU mulut tambang 200 MW dengan bahan bakar lignit cuci Rp.410,41 / kWjam dan dengan batubara lignit Rp. 353,59 / kWjam. Perbedaan biaya pembangkitan sebesar kurang lebih Rp 57,- / kWjam merupakan biaya cuci batubara lignit dan dapat dianggap sebagai biaya pengurangan polusi abu, sulpur dan biaya peningkatan nilal kalor batubara lignit.Peningkatan biaya pembangkitan ini dapat dihindari dengan langsung menggunakan batubara lignit sebagai bahan bakar PLTU mulut tambang tanpa dicuci.

---

Low quality coal is a fossil fuel, largely deposited and spread in the world. Approximately 60 percent of Indonesian's coal deposits belong to this category.

Compared to other fossil fuels, coal has a negative environmental impact especially from chimney emissions. Chimney emissions of coal-fired power plant, disturbing ecosystems and human health are such as S02 (sulphur dioxide), ash, NO, (nitrogen oxide) and CO2 (carbon dioxide).

Using dense medium cyclone technology, ash and sulphur of lignite coal decreased 51,21% and 24,14% calorific value increased 25,54 %. Generating cost of a 200 MW mine-mouth washed lignite coal fired power plant is Rp. 410,41 / kWh and that of a 200 MW mine-mouth lignite coal fired power plant is Rp. 353,59 /kWh. The generation cost difference of about Rp. 57,- / kWh, is the cost of washing lignite coal and can be assumed ash and sulphur reduction cost and calorific value increasing cost.

Increased generation cost can be avoided by directly using lignite coal as mine-mouth fired power plant fuel without washing."

"Dari total kapasitas pembangkit tenaga listrik nasional, hingga tahun 2000 baru 23,3 % yang menggunakan batubara sebagai energi primernya, padahal batubara sebagai sumber days alam, merupakan saiah satu cadangan energi non fosil dan tersebar di beberapa kepulauan di Indonesia dengan total cadangan sebesar 38,9 milyar ton. Sementara pembangkit listrik lainnya sebagian besar bahan bakarnya berasal dari minyak dan gas, yang semakin hari cadangannya semakin berkurang. Kondisi ini akan menempatkan batubara sebagai bahan bakar alternatif dan strategis untuk pembangkit tenaga listrik. Diperkirakan pada mesa mendatang kebutuhan energi listrik akan meningkat dua kali lipat atau Iebih, sebagai dampak pertumbuhan ekonomi/industri serta penduduk. Alen karena itu diperlukan kesiapan pembangkit-pembangkit tenaga listrik untuk dapat memenuhi kebutuhan tersebut. Dengan pemodelan perancangan sistem dinamis dapat dilakukan optimasi penggunaan batubara pada sektor tenaga listrik secara terintegrasi. Pemodelan yang dilakukan memperhitungkan aspek dinamis dan kompleksitas sistem baik secara kualitatif maupun kuantitatif, Karekteristik dari setiap aspek-aspek dinamis disusun dan disaring dengan berdasarkan pada prinsip-prinsip teori umpan balik. Kemudian dengan bantuan simulasi komputer dilakukan analisis berdasarkan asumsi-asumsi yang telah dibangun. Hasil dari pemodelan perancangan tersebut berupa data-data kebutuhan batubara untuk sektor tenaga listrik dalam kaitannya dengan kebutuhan energi listrik dari tahun 2000 sampai dengan 2020."

"Batubara merupakan salah satu bahan baku utama untuk pembangkit listrik di Indonesia. Sampai saat ini, proses pembakaran batubara pada pembangkitan tenaga listrik di Indonesia masih dilakukan di atas permukaan bumi. Polutan yang juga dihasilkan dalam pemanfaatan batubara secara konvensional ini menimbulkan isu lingkungan. Teknologi gasifikasi batubara bawah tanah merupakan salah satu pendekatan untuk produksi energi yang bersih. Tesis ini melakukan studi pemanfaatan gasifikasi batubara bawah tanah sebagai alternatif pembangkitan energi listrik di Indonesia. Pembahasan dalam tesis meliputi perhitungan cadangan batubara di Indonesia yang berpotensi untuk dimanfaatkan oleh pembangkit listrik berbasis teknologi gasifikasi batubara bawah tanah. Diperoleh bahwa dari sumberdaya hipotetik batubara jenis lignit dan subbituminus pada kedalaman 250-500 m di Indonesia, berpotensi untuk dimanfaatkan melalui proses gasifikasi batubara bawah tanah sebesar 636.966.213.000 ton sumberdaya batubara. Volume gas sebesar 67.483 tscf berpotensi akan dihasilkan di Indonesia dari pemanfaatan teknologi UCG, dan apabila dimanfaatkan untuk pembangkitan energi listrik dapat berpotensi menghasilkan total kapasitas daya pembangkit listrik sebesar 255,8 GW. Dan dalam studi ini, teknologi UCG yang cocok untuk Indonesia adalah dengan konfigurasi CRIP.

---

Coal is one of the main feedstock for generating power in Indonesia. To date, combustion process at coal fired power plants in Indonesia are still located at the surface of Earth. Pollutants yielded during this conventional method are associated with a number of environmental issues. Underground coal gasification UCG , the combustion of coal while it is still in situ, is one approach to energy production that could, potentially, provide a solution. This paper gives an account of interdisciplinary studies on the potential assessment and utilization of UCG for power generation. This theses paper investigate Indonesia rsquo s potential coal resources for electrical power generation through UCG. From low rank coal lignite and subbituminous resources at depth 250 500 m, potentially 636,966,213,000 tonnes of Indonesia coal resources can be utilized for UCG, which gas volumes of 67,483 tscf can be obtained, and if utilize for power generation can result in 255.8 GW total power capacity. In the current study, Controlled Retracting Injection Point CRIP is the type of UCG technology that will be suitable for Indonesia."

"Dengan adanya green house gas yang meningkat akibat adanya jumlah emisi carbon yang semakin banyak, menyebabkan temperature di bumi semakin meningkat, yang mana hal tersebut bisa mengakibatkan perubahan iklim yang memicu terjadinya bencana alam. PLTU yang mempunyai koefisien emisi paling tinggi dibanding pembangkit lainnya dan juga merupakan penopang baseload dan mempunyai presentase hingga 51% dalam bauran energi di Indonesia. Dalam menurunkan/mengurangi emisi karbon bisa dilakukan dengan mengganti PLTU dengan teknologi pembangkit lainnya yang memiliki emisi lebih rendah. Selain di tinjau dari sisi penurunan emisi CO2 ketika PLTU digantikan dengan teknologi pembangkit lainnya, juga akan di bandingkan masing – masing LCOE (Levelized Cost of Electricity) dan production cost electricity/tahun, sehingga bisa diketahui komposisi yang optimal untuk jenis teknologi yang dibandingkan. Teknologi pembangkit lainnya yang akan di bandingkan adalah Hydropower, Geothermal, Simple cycle gas turbine, Combine cycle gas turbine, Gas Engine, PV+Battery dan Carbon Capture and Storage (CCS). Berdasarkan data dan hasil optimasi pada studi ini, maka skema yang paling optimal adalah skema 2, dikarenakan mempunyai total biaya pokok pembangkitan paling rendah sebesar USD 15.26 billion dan memenuhi target penurunan emisi CO2 dari semula ketika semua PLTU sebesar 221.95 juta ton CO2 menjadi 21.86 juta ton, sehingga penurunan CO2 sebesar 200.09 juta ton, adapun komposisi pembangkitnya adalah Hydropower (54MWx36 unit), Geothermal (50MWx16unit), Gas Engine (162 MWx 6unit), PLTU+CCS (169 MWx 187 unit).Dengan komposisi bervariasi ini memungkin untuk mendapatkan kehandalan system yang lebih, karena berasal dari berbagai sumber energi.

---

The increase in greenhouse gas due to the increasing number of carbon emissions causes the temperature on the earth to increase, which can lead to climate change that triggers natural disasters. PLTU has the highest emission coefficient compared to other plants, is also a baseload supporter, and has a percentage of up to 51% in the energy mix in Indonesia. Reducing/reducing carbon emissions can be done by replacing PLTU with other generating technologies with lower emissions. In addition to being reviewed in terms of reducing CO2 emissions when PLTU is replaced with other generating technologies, each LCOE (Levelized Cost of Electricity) and production cost of electricity/year will be compared so that the optimal composition can be determined for the type of technology being compared. Other electricity generating technologies that will be compared are Hydropower, Geothermal, Simple cycle gas turbine, Combine cycle gas turbine, Gas Engine, PV+Battery and Carbon Capture and Storage (CCS). Based on the data and optimization results in this study, the most optimal scheme is scheme 2, because it has the lowest total cost of generating the lowest amount of USD 15.26 billion and fulfils the CO2 emission reduction target from when all PLTUs amounted to 221.95 million tons of CO2 to 21.86 million tons, resulting in a CO2 reduction of 200.09 million tons, while the composition of the generators is Hydropower (54MWx36 units), Geothermal (50MWx16units), Gas Engines (162 MWx 6units), PLTU+CCS (169 MWx 187 units). More system, because it comes from various energy sources."

"Sesuai dengan Nationally Determined Contribution, pemerintah Indonesia telah berkomitmen untuk mengurangi emisi gas rumah kaca sebanyak 29% pada tahun 2030. Namun, kondisi saat ini menunjukkan bahwa masih ada dilema di sektor energi sebagai salah satu sektor dengan kontribusi emisi GRK tertinggi. Emisi GRK di sektor tersebut pun masih diproyeksi untuk terus meningkat akibat naiknya produksi dan konsumsi batubara. PT X, sebagai salah satu perusahaan tambang terbesar di Indonesia, ikut berkomitmen untuk mengurangi emisi GRKnya dengan cara mengonversi pembangkit listrik yang saat ini menggunakan batubara sebagai bahan bakar dengan pembangkit listrik berbahan bakar gas alam. Studi ini dilakukan untuk mengetahui jumlah emisi GRK yang akan dikurangi apabila PT X melakukan transisi energi ke gas alam untuk keperluan pembangkit listriknya. Penelitian ini juga bertujuan untuk mengetahui risiko apa saja yang perlu diperhatikan saat transisi energi tersebut. Hasil dari penelitian ini menunjukkan bahwa akan ada pengurangan emisi GRK sebesar 49.5% jika dilakukan transisi energi. Risiko yang terlibat meliputi risiko finansial, kebijakan, bencana alam, lingkungan & sosial, dan operasional.

---

According to the Nationally Determined Contribution, the Indonesian government vowed to reduce their GHG emissions by 29% by 2030. However, the current situation shows a dilemma where the energy sector, one of the highest contributors of GHG emissions, is facing a rising trend of emissions. The rise is motivated by the increasing production as well as consumption of coal. PT X, as one of the biggest mining companies in the country, is looking to convert their coal plant to a natural gas one as part of their commitment to decrease their GHG emissions by 30% by 2030 to support the same cause. Therefore, this research attempts to find out how much emission reduction would be realized with the plant conversion, along with the risks involved in the process using Life Cycle Assessment. The result shows that 49.5% of the GHG emissions will be reduced. Financial, regulatory, natural disaster, environmental & social, and operational risks have been identified during the energy transition process."

"The development of Coal Fire Power Plant in The Region Of Indra Giri Hilir Riau the writer tries to implement capital budgeting method in the investment decision making by analyzing the interest and the fluctuation of the inflation.The method that I use in this thesis is Research Methodology which is descriptive analysis for the working performance. The analysis is based on the investment analyzing method which is NPV, IRR and Payback Period. The sources of the data that I used in this research is a primer data which are the price of the equipment, raw materials, and accessories and secondary data which I had from literature and booklist.The analysis shows that Coal Fire Power Plant which used Coal as their Energy was operated in Indonesia since 1962 and the capacity was 25 MW an they used very simple equipment. Initial investment cost for 14MW is Rp.133 bio by using the assumption that I had from the Power Plant construction done by PT. Muba Can Power. The interest rate is 14,94% for long term loan which the said company used for ehnancing this project. The NPV calculation is positive meaning the project is reasonable. The calculation for IRR by trial and error ended up for IRR 15,5822%. The calculation of Payback Period shows that the initial investment can be paid within 15 years. Inflation could influence the investment climate. With the inflation rate 6% and 8% the NPV still on the positive side. Based on the above calculation on the NPV, IRR and Payback Period this Project is visible with the recommendation that the company have to be efficient in production and selling price."